针对110kV朝阳站1号主变压器损坏事件，根据保护动作、现场试验和线路巡视三方面检查结果，分析该变压器因10kV侧近端出线遭受外力破外引起故障而受到破坏的过程和原因，揭示该次故障暴露出的问题，并从变压器选型、日常维护、预防试验和保护升级等方面提出了防止同类故障发生的建议。
1.1故障前运行方式
事件发生前系统接线如图1所示。
图1 事件前朝阳站一次接线示意图
1.1.1 110kV侧运行方式
110kV母线分列运行，110kV科铁朝衡103开关、林安朝104开关在运行状态，母联100开关热备用，110kV备自投投入。
1.1.2 10kV 侧运行方式
10kVⅠ号、Ⅱ号母线分列运行，1号主变10kV侧901开关、2号主变10kV侧902开关在运行状态，分段900开关热备用，10kV备自投投入。
1.2 故障经过
7月09日 21时57分19秒354毫秒，110kV朝阳站10kV朝北907线路电流Ⅰ段动作，跳开10kV朝北907开关，21时57分22分404毫秒，10kV朝北907开关重合闸动作，21时57分22秒510毫秒，10kV朝北907线路保护电流Ⅰ段再次动作跳开10kV朝北907开关，21时57分22秒579毫秒，1号主变差动保护出口动作，跳开110kV科铁朝衡103、1号主变低压侧901开关，1号主变本体保护发 “本体轻瓦斯”信号。21时57分23秒580毫秒，10kV备自投动作，合上10kV母联900开关。
2 现场检查与原因分析2.1 保护动作行为分析
2.1.1 10kV朝北907线路保护动作行为分析
从10kV朝北907保护装置录波分析，将本次故障分为三个阶段：第一阶段时10kV朝北907线路发生AC相间短路故障，短路电流（有效值）约14.6kA，过流I段保护动作，重合闸动作；第二阶段907开关跳闸后等待重合闸的过程中，10kV母线电压恢复正常；第三阶段，10kV朝北907开关在跳开3S后，开关重合，线路再次发生AC相间故障，短路电流（有效值）14.6kA，过流I段动作跳开907开关。整个动作过程动作正确，10kV保护装置录波如图2所示。
图2 10kV朝北907线路保护故障录波
2.1.2 1号主变保护动作行为分析
从1号主变保护装置故障录波分析，对应于10kV朝北907线路故障的三个阶段，分析如下：
第一阶段，主变高低压电流相位相反，差动保护中制动电流大于差动电流，故障电流为穿越性电流，说明此时故障点位于主变低压侧出线上，与10kV朝北907线路第一阶段故障情况吻合，1号主变受到第一次短路电流冲击。
第二阶段，在10kV朝北907第一次故障跳开后至开关等待重合前的3S内，主变保护各侧电压、电流恢复正常，说明此时主变未发生故障。
第三阶段，907开关重合后1号主变差动保护波形特征与第一阶段一致，说明1号主变再次受到同一故障点短路电流冲击，在907开关过流I段再次动作后20毫秒，1号主变差动保护动作。结合事故后检查发现主变本体瓦斯继电器有集气、主变非电量保护发“轻瓦斯”告警信号等情况分析，初步判断1号主变本体受到两次幅值（有效值）为14.6kA的相间短路电流冲击后，主变内部出现故障，造成差动保护动作，保护动作正确， 1号主变保护故障录波图如图3所示。
图3 1号主变保护故障录波
2.2 现场试验分析
故障发生前，管理单位曾对该主变进行了低电压短路阻抗法和频率响应法绕组变形试验，试验结果表明该主变低压a相绕组存在轻度变形或位移，当时风险评估结果为III级，由于变形或位移情况较为轻微，结论是可以继续运行。
故障发生后，管理单位立即组织人员到现场进行抢修，试验人员对1号主变进行了瓦斯气样和本体油样色谱试验、两侧绕组绝缘电阻、直流电阻、低电压短路阻抗及频率响应特性试验。
结果发现：
1）瓦斯气体和本体绝缘油中乙炔、氢气、总烃含量严重超过注意值，根据三比值法判断，该主变存在低能放电故障，可能由于绕组绝缘受到破坏，绕组匝间或绕组对铁芯间存在电位差，引起火花放电；
2）高压绕组对低压及铁芯绝缘电阻合格，但低压对地以及铁芯对地的绝缘电阻均为零，该主变低压绕组可能触碰变压器铁芯、夹件或变压器外壳，造成变压器铁芯多点接地和低压绕组接地；
3）高压绕组直流电阻合格，低压绕组各相间的不平衡率远大于规程要求，并且a相绕组直流电阻值相对历史测试值变化非常大，可初步判断该主变低压侧a相绕组匝间绝缘击穿，发生绕组匝间短路；
4）结合低电压短路阻抗及频率响应特性诊断高、低压绕组均已发生了严重变形，低压a相绕组的变形最为严重。
2.3 巡视检查结果
经过巡线人员检查，发现在110kV朝阳变电站附近的人民东路人防工程施工的钩机因施工不慎造成10kV朝北907线路跳闸（钩机作业时触碰线路#3杆拉线造成电杆严重倾斜导致线路相间短路），故障点离变电站约120米，属于出口近端短路。
2.4 原因分析
综合以上现场检查与试验结果可知，造成本次事故的直接原因是朝阳站#1主变压器连续2次受到低压侧近区短路电流冲击后，主变低压绕组发生严重变形，低压a相绕组匝间短路，低压绕组接地，铁芯内部接地，主变差动保护动作；间接原因是钩机作业时触碰线路#3杆拉线造成电杆严重倾斜导致线路相间短路，进而造成主变近区短路故障。
3 暴露出的问题3.1 朝阳站1号主变抗短路能力差
该主变生产于1995年，在馈线907线路故障短路电流14.6kA安的冲击下，变压器动、热即遭到稳定破坏，短路电流还未达到1号主变耐受电流23.3kA的65%，在规程上主变完全可以满足最大短路电流的冲击，说明该主变抗短路能力差，达不到设计值要求。
3.2 施工外力破坏问题
2013年南宁市同时进行9个地铁站和沿线的施工，以及南宁到沿海、广州的高铁，湘桂铁路升级改造等施工，同时还进行3座立交桥和快速环道、高速环道的施工，对南宁电网的威胁非常大。线路维护单位兴宁供电分局虽然加强了对朝阳站外破隐患点的巡视，并且向施工单位下达了《电力安全隐患整改通知书》，现场采取的防外破措施有效性差，未能有效管控外破事件，严重威胁电网设备的安全稳定运行。
3.3 运行方式存在问题
对供电可靠性和设备安全性的取舍考虑不周，系统运行部对朝阳站1号主变绕组发生轻微变形以及朝阳站外部恶劣的设备运行环境的风险评估不够准确，导致在选择运行方式时过于强调供电可靠性。
3.4 预防措施项目实施周期过长
生产设备部已经针对该风险提出了升级保护软件版本，实现10kV出线保护大电流闭锁重合闸功能的预防措施并立项实施，但未能督促厂家加快保护软件研发工作，缩短项目实施周期，导致该预防措施未能得到及时有效落实。
4 结论与建议4.1 选用合格设备
朝阳站1号主变压器生产运行年代久远，抗短路能力差，达不到设计值要求，对此，在变压器选型时，应选择抗短路能力较高的材质，中低压线圈，尤其是低压线圈导线必须使用半硬自粘换位导线、采用硬绝缘硬纸筒结构，对制造厂提供的变压器抗短路能力计算报告应进行认真的校核，加强对110 kV及以上电压等级新变压器的出厂试验监督，尽量选用通过短路试验的变压器。
4.2 加强施工管理
对施工外力破坏问题，应加强对线路范围内施工地点的巡视、交底、监护工作，排查变电站附近可能会造成主变近区短路的施工点，排查经过施工点的送电线路并采取防破坏措施，对施工单位进行安全隐患通知；组织开展对线路电杆拉线的专项检查治理工作，对符合安全要求、能够经技术手段取消的拉线全部取消，对存在安全隐患的拉线纳入日常隐患排查治理工作中加强巡视和维护。
4.3 加强变压器绕组变形测试
统计辖区内变压器受外部短路冲击的的大小和次数，对符合标准要求需要进行绕组变形测试的变压器，及时安排停电计划并开展绕组变形测试工作。
4.4 抓紧时间进行保护升级
为了避免主变压器在10kV出线近端故障时经受两次大穿越电流的冲击，保护变压器不受损害，需对变电站10kV线路保护装置进行增设大电流闭锁重合闸功能的改造，需抓紧推进10kV出线保护大电流闭锁重合闸功能的软件版本申报及技术论证，督促厂家加快完成保护软件研发工作，缩短项目实施周期，促进该预防措施及时得到有效地落实。
大电流闭锁重合闸升级是单设闭锁重合闸速断保护定值项及其投退控制字，对一次短路电流达到8000A的速断保护进行重合闸放电，减少对主变保绕组的冲击。
本文编自《电气技术》，论文标题为“一起110kV变电站主变压器损坏事件分析”，作者为何理国。
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